Геолого-геофизическая изученность

⇐ ПредыдущаяСтр 3 из 7Следующая ⇒

Майское локальное поднятие расположено в Пудинском нефтегазоносном районе Васюганской нефтегазоносной области. В тектоническом плане оно приурочено к северной периклинали Лавровского наклонного вала.

История геолого-разведочных работ, исключая предшествующие исследования рекогносцировочно-региональной стадии, на рассматриваемой площади насчитывает около 37 лет (таблица 2.1.). Локальное поднятие было выявлено и подготовлено к глубокому бурению в 1970 г. сейсморазведочными работами МОВ масштаба 1: 100000 (с/п 24/69-70, Дугова А.Ф., СОКГЭ).

Поисковые работы в пределах Майской площади были начаты в 1971 г. бурением скважины 390Р расположенной на южном крыле Майского локального поднятия, по результатам испытания скважины была открыта залежь нефти непромышленного значения в горизонте Ю₁(келловей-оксфорд).

В 1976 – 77 гг. в районе Майского поднятия были проведены сейсмические исследования МОГТ, КМПВ (с/п 7, 4/76-77, Карапузов Н.И., ТГТ) масштаба 1: 100000 в результате которых были более детально изучены нижние комплексы платформенного чехла и отложений второго структурного яруса.

В 1978 – 79 гг. после проведения дополнительных работ МОГТ масштаба 1: 100000 (с/п 4, 5, 7/78-79, Берлин Г.И., ТГТ) было уточнено глубинное геологическое строение Майского поднятия, выполнены новые структурные построения по отражающим горизонтам IIа (подошва баженовской свиты) и Ф₂ (кровля доюрских образований). По новому структурному плану Майская площадь включает в себя три локальных поднятия: Северо-Майское, Майское и Южно-Майское.

В пределах Южно-Майского локального поднятия в период 1979 – 80 гг. в 10 км на юго-восток от скважины 390Р была пробурена параметрическая скважина 1. Вскрытый комплекс палеозойских, юрских и меловых отложений в нефтегазоносном отношении интереса не представляют.

В 2004 – 05 гг. по заказу недропользователя ООО “Альянснефтегаз” были проведены площадные сейсморазведочные работы МОГТ 2D масштаба 1: 50000 на лицензионных участках № 70, 86 (с/п 6/04-05, Забуга Т.В., ЗАО “ТГТ”) позволившие уточнить строение Майской площади. В 2005 г. на Майском локальном поднятии было возобновлено глубокое бурение. В районе ранее пробуренной поисковой скважины 390Р была пробурена оценочная скважина 392Р. По результатам испытания были установлены нефтяные залежи в пласте Ю_14-15(тюменская свита) и пласте Ю₁^3-4(васюганская свита).

На основе структурных построений, выполненных по результатам проведенных работ, в 2005 г., был впервые выполнен подсчет запасов Майского месторождения [1].

В 2005 – 2006 гг. на месторождении были проведены дополнительные сейсморазведочные работы МОГТ 2D масштаба 1: 50000 (с/п 6/05-06, Харитоненко В.П., ЗАО “ТГТ”), а также пробурены разведочные скважины 393Р и 394Р в куполе (северо-западная часть) Майского локального поднятия. Работы, выполненные в период 2005 – 2006 гг., позволили уточнить структурные планы продуктивных пластов месторождения, а также, за счет дополнительных данных, полученных в результате исследования керна и геофизических исследований вновь пробуренных скважин, провести переинтерпретацию ГИС по скважине 392Р и в целом повысить достоверность определения петрофизических параметров коллекторов месторождения. Кроме того, полученные данные позволили пересчитать запасы нефти по категории С₂пласта Ю_14-15^.

Выполненные по результатам интерпретации сейсморазведочных работ и данных глубокого бурения 2004 – 2006 г.г. структурные построения легли в основу предварительных геологических моделей пластов Ю₁^3-4и Ю_14-15Майского месторождения.

Таблица 2.1 - Геолого-геофизическая изученность района работ

Виды работ, масштаб	Организация, проводившая работы	Основные результаты работ

1. Исследования ре-когносцировочно-ре-гиональной стадии	Разные, 50е – 70е гг.	Определена общая морфология Лавровс-кого наклонного вала и прилегающих районов Нюрольской впадины.
2. Поисковые рабо-ты МОВ, 1: 100000	с/п 24/69-70, Дугова А.Ф.., СОКГЭ, 1970 г.	На северной периклинали Лавровского вала выявлено и подготовлено к глубокому бурению Майское локальное поднятие.
3. Бурение поиско-вой скважины 390Р	Томское территори-альное геологическое управление, Западная НГРЭ, 1971 г.	Установлена нефтеносность Майской площади. Нефтенасыщен горизонт Ю₁. Ввиду получения непромышленного притока нефти скважина ликвидирована.
4. Площадные рабо-ты МОГТ, КМПВ 1: 100000	с/п 4, 7/76-77, Карапузов Н.И., ТГТ, 1976 – 77 гг.	В районе Майского поднятия детально изучены нижние комплексы платформенного чехла и отложений второго структурного яруса.
4. Площадные рабо-ты МОГТ, 1: 100000	с/п 4, 5, 7/78-79, Берлин Г.И., ТГТ, 1978 – 79 гг.	Уточнено строение Майского поднятия, проведены новые структурные построения по основным отражающим горизонтам IIа (подошва баженовской свиты) и Ф₂ (кровля доюрских образований).
5. Бурение параметрической скважины 1.	Томское территори-альное геологическое управление, Западная НГРЭ, 1979 – 1980 гг.	Признаков нефтегазоносности в отложениях всего вскрытого комплекса пород Южно-Майского локального поднятие не выявлено. Скважина ликвидирована.
6. Площадные работы МОГТ, 1: 50000	с/п 6/04-05, Забуга Т.В., с/п 6/05-06, Харитоненко В.П., ЗАО «ТГТ», 2004 – 2006 г.г.	Уточнено строение Майского локального поднятия. Построены структурные карты по основным отражающим горизонтам.
7. Бурение поисковых разведочных скважин 392Р, 393Р, 394Р	ЗАО “Нефтепромбурсевис”, 2004 – 2006 гг.	Изучен геологический разрез осадочного чехла. Установлена нефтенасыщенность пластов Ю₁^3-4 и Ю_14-15.

2.2 Поисково-разведочное бурение и эксплуатационное бурение

Майская площадь была введена в поисковое бурение в 1971 г. заложением первой скважины 390Р. Забой скважины находится на глубине 3093 м. (-2965.3 а.о.). Во вскрытом разрезе по геолого-геофизическим данным нефтеносной характеристикой обладает пласт Ю₁^3-4 горизонта Ю₁ васюганской свиты. При его испытании в колонне получен приток воды с нефтью. При испытании в открытом стволе Тюменской свиты совместно с палеозоем был получен приток пластовой воды [1].

В 1972 г. закончена строительством скважина 391Р (забой на глубине 2860 м., -2756.4 а.о.). Скважина вскрыла пласт Ю₁^3-4, однако в ходе испытаний пласта, как в открытом, так и в закрытом стволе был получен приток воды без признаков нефти [1].

С 2004 г. начинается новый этап в изучении Майского месторождения. В период с 2004 по 2007 гг. были пробурены скважины 392Р, 393Р, 394Р, 397Р.

C 2007 г. начинается эксплуатационное бурение на Майском месторождении. В 2007 – 2008 гг. пробурены скважины: на пласт Ю₁^3-4 101, 102, 103, 202, 204, 205. На пласт Ю_14-16 539 и 542. Также были пробурены оценочные скважины 395, 396 на пласт Ю₁^3-4.

Сведения об объемах буровых работ приведены в таблице 2.2.

Таблица 2.2 - Сведения об объемах буровых работ

Назначение скважин	Количество пробуренных скважин	Количество ликвидиро-ванных скважин	Причина ликвидации скважин
всего	в том числе до пласта	в том числе до пласта
Ю₁^3-4	Ю_14-16
Поисковые (390Р, 391Р)				390Р – выполнившая геологическое назначение 391Р – выполнившая геологическое назначение
Разведочные (392Р, 397Р)
Оценочные (393Р, 395, 396, 394Р)
Эксплуатационные (101, 102, 103, 202, 204, 205, 539, 542)
Всего

2.3 НЕФТЕГАЗОНОСНОСТЬ

Промышленная нефтеносность Майского месторождения связана с песчаными отложениями пласта Ю_14-16(аален) тюменской свиты и Ю₁^3-4(келловей-оксфорд) васюганской свиты.

Пласт Ю_14-16

Нефтяная залежь пласта Ю_14-16 приурочена к толще песчано-глинистых отложений залегающих на размытой поверхности палеозоя. Пласт вскрыт скважинами 390Р, 392Р, 393Р, 397, 539 и 542 на абсолютных отметках 2825, 4 – 2852, 7 м. Толщина пласта составляет в среднем 57 м, при эффективных значениях от 25 до 47 м. По материалам ГИС количество песчаных пропластков доходит до 18 и их эффективная толщина изменяется от 0, 6 до 13, 7 м. Керном пласт охарактеризован в разрезе скважин 392Р, 393Р и 397Р. По керну разрез представлен песчаниками, зернистость которых меняется от мелкозернистых до грубо-крупнозернистых с прослоями галечника. Слоистость песчаников меняется от субгоризонтальной до ритмичной косой, обусловленной крупным углистым растительным детритом или глинистым материалом. Текстурные и структурные характеристики песчаников указывают на их аллювиальный генезис.

В скважине 390Р по материалам промыслово-геофизических исследований нефтенасыщенной является верхняя часть пласта в интервале 2980, 4 – 3027, 8 м (а.о. - 2852, 7 – 2900, 1 м). Опробование пласта Ю_14-16проводилось в открытом стволе в интервале 2900 – 3097 м совместно со всеми пластами тюменской свиты начиная от Ю₆и ниже до забоя в отложениях палеозоя. На среднем динамическом уровне 320 м был получен приток пластовой воды с дебитом 15, 3 м³/сут.

В скважине 392Р по материалам промыслово-геофизических исследований нефтенасыщенной является верхняя часть пласта в интервале 2977, 8 – 3028, 2 м (а.о. -2849, 0 – 2899, 5 м). Опробование пласта проводилось в интервале 2980, 0 – 2995, 0 м (а.о. -2851, 3 - 2866, 3 м). Средний дебит притока нефти с фильтратом бурового раствора (до 40%) составил 1, 8 м³/сут. на среднединамическом уровне 1552 м Соответственно, дебит нефти равен 1, 1 м³/сут, фильтрата бурового раствора 0, 7 м³/сут. После проведенного гидроразрыва пласта и освоения его с помощью свабирования и ЭЦН дебит нефти и минерализованной воды (минерализация 20, 7 г/л) при работе ЭЦН составил 23, 3 м³/сут. и 8, 5 м³/сут. соответственно.

Нефть особо легкая (плотность 794, 4 кг/м³), высокопарафинистая (содержание парафинов 17, 78%), не сернистая (S – 0%).

Анализ отобранной пробы минерализованной воды показывает, что содержание в ней компонентов, характерных для вод нижнеюрских отложений, очень низкое. Учитывая, что скважина бурилась на солевом растворе хлористого калия, полученную воду нет основания считать пластовой.

В скважине 393Р пласт был испытан в открытом стволе в интервале 2953, 0 – 3004, 0 м (а.о. -2822, 4 — -2873, 4 м). Получен приток нефти с глинистым раствором дебитом 32, 6 м³/сут. Испытание пласта в колонне проводилось в интервалах перфорации 2956 – 2990, 5 м; 2967 – 2989 м; 2983 – 2987 м, 2989 – 2990, 5 м; 2993 – 2995, 5 м; 2996, 5 – 2997, 5 м; 2998, 5 – 3000 м (а.о. от -2825, 4 до -2869, 4 м). Дебит нефти составил 2, 1 м³/сут. После проведенного гидроразрыва пласта и освоения его с помощью свабирования и ЭЦН дебит нефти и минерализованной воды при работе ЭЦН составил 124 м³/сут и 22 м³/сут соответственно.

Положение ВНК принято в соответствии с утвержденным в подсчете запасов [2] условным уровнем на отметке -2900, 0 м по оконтуривающей структуру изолинии.

Открытая промышленная залежь нефти по типу ловушки является пластово-сводовой. Размеры залежи – 13, 2 × 5 км, амплитуда – 80 м.

Пласт Ю₁^3-4

Пласты нефтяной залежи формировались в период келловей-оксфордской регрессии морского бассейна Западной Сибири. Большой объём поступавшего терригенного материала и малые углы наклона морского дна способствовали формированию значительной по ширине полосы прибрежно-морских песчаников. В пределах месторождения пласт представлен толщей песчаников с прослоями глинистых разностей пород толщиной 1 – 2 м. Последовательное развитие регрессии в позднем келловее и раннем оксфорде отразилось в совместном присутствии пластов Ю₁³ и Ю₁⁴ в разрезах подугольной толщи Майской площади.

Пласт вскрыт всеми скважинами на абсолютных отметках -2527, 6 – 2543, 3 м. Толщина пласта составляет в среднем 24 м, при эффективных значениях от 14, 6 до 22 м. По керну он характеризуется мелкозернистыми песчаниками средне- и крепко сцементированными, участками сильно известковистыми, с горизонтальной и косой слоистостью и с намывами углисто-слюдистого материала.

Испытание пласта проводились в скважинах 390Р, 392Р и 394Р. В скважине 390Р пласт испытан в интервале 2675 – 2693 м (абс. отм. -2547, 3 – -2565, 3 м). Перфорацией вскрыта нефтенасыщенная и водонасыщенная части пласта. В результате испытания дебит нефти составил 1, 4 м³/сут., а дебит пластовой воды 10, 8 м³/сут. на среднем динамическом уровне 727 м.

В скважине 392Р испытана только верхняя часть пласта Ю₁^3-4. Из интервалов перфорации 2665, 5 – 2666, 1 м, 2667, 9 – 2670, 3 м, 2671, 3 – 2673, 1 м (абсолютная отметка нижнего отверстия перфорации – -2544, 5 м) получен приток нефти дебитом 3, 2 м³/сут. при депрессии 156, 8 атм.

Нефть легкая (плотность 829, 6 кг/м³), парафинистая (содержание парафинов 4, 4%), малосернистая (S – 0, 4%).

В скважине 393Р испытание проводилось только в открытом стволе в интервале 2655, 7 – 2665 м (абс. отм. 2525, 3 - -2534, 6 м). Получен приток разгазированной нефти дебитом 72 м³/сут.

Скважина 394Р вскрыла пласт Ю₁^3-4 и при ее освоении получен устойчивый приток безводной нефти. Максимальный дебит жидкости (буровой раствор, пластовая нефть и газ) в период отчистки скважины (работа на амбар) составил 440 м³/сут. При работе на штуцере 12 мм был получен дебит нефти 28, 5 м³/сут, на штуцере 8 мм – 77, 6 м³/сут, на штуцере 12 мм – 99, 48 м³/сут.

Положение ВНК принято в соответствии с утвержденным в подсчете запасов условным уровнем на отметке -2552, 0 м по дополнительной изогипсе 2552 м на структурной карте, построенной по первому проницаемому пропластку пласта Ю₁^3-4.

Открытая промышленная залежь нефти по типу ловушки является пластово-сводовой. Размеры залежи – 6, 3 × 3, 01 км, амплитуда – 25, 8 м.

⇐ Предыдущая 1 234 5 6 7 Следующая ⇒